Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

Изменение устьевой температуры циркулирующего. бурового раствора

. Основные узлы наземной части циркуляционной системы —. очистные устройства, желобная система, устройство по дегазации и регенерации утяжеленного раствора, установка для приготовле­ния, утяжеления и химической обработки буровых растворов, группа буровых насосов. Сюда же должны быть отнесены и такие элементы циркуляционной системы, как напорная линия насосов, стояк, шланги, вертлюг, ведущая труба и различного рода отводы, задвижки и т. п., которые в совокупности для кратности называют обвязкой.

В настоящее время отечественная промышленность приступила к выпуску специальных комплексов, представляющих собой набор отдельных блоков (блок очистки, блок приготовления и т. п.), монтаж и демонтаж которых осуществляются при помощи соот — ветствующйх быстроразъемных узлов. Однако гидравлическая ха­рактеристика всего этого оборудования фактически остается не­изученной. В то же время вполне очевидно, что высокая темпера­тура циркулирующего бурового раствора, которая наблюдается при больших глубинах бурения, окажет вредное влияние на ра­боту и наземного оборудования, и непосредственно буровой брига­ды. Поэтому изучение и выявление конкретных зависимостей характеризующих влияние температуры на те или иные звенья наземной части циркуляционной системы сверхглубоких скважин, приобретает весьма важное и актуальное значение. Во всех слу­чаях после начала промывки температуры выходящей из скважи­

ны жидкости повышается, доходит до определенного. максимума и после этого практически остается постоянной до конца промыв­ки. Если скважину промывать с большей подачей насосов, то температурный максимум наступит раньше.

В качестве примера на рис. 57 приведены кривые зависимости температуры выходящего раствора ty от времени промывки т, на-

Рис. 57. График изменения температуры выходящего глинистог раствора во времени с момента включения буровых насосов на некоторых скважинах

площади Карадаг:

1—5 — скважины глубиной 1800, 2220, 2630, 2970 и 3765 м соответственно; 6 — граница зон неустановившегося и установившегося температурных режимов промывки ‘

чиная с момента включения буровых насосов. Чем глубже сква­жина, тем выше располагаются кривые, — это свидетельствует о повышении устьевой температуры с ростом глубины забоя.

На рис. 58 показаны зависимости времени наступления уста­новившегося температурного режима промывки ту от глубины

Рис. 58. Зависимость времени наступ­ления установившегося — температурного режима промывки от глубины сква­жины:

1 — для скважин площади Карадаг; 2 — для скважин Мексиканского побережья ‘

скважины. Линия 1 построена по точкам, полученным при пе­ресечении кривой 6 (см. рис.

57) с кривыми зависимостей ty=f(r). Линия 2 характеризу­ет зависимость ту от Н для скважин Мексиканского побе­режья. Поэтому можно счи­тать, что в общем случае

ту = a’ + b’H, (IX. 72)

а, в частности, для площади Карадаг а-‘=16, Ь’ — 0,013, для Мексиканского побережья а’ = = 18, &’ = 0,0186.

На основании достаточно большого числа промысловых замеров установлено, что для
целей практики определять устьевые температуры по глубине сква­жин можно по эмпирической зависимости вида

. ty = t0 + bH. (IX.73)

где значения t0 и b определяются графически по данным факти­ческих замеров. В соответствии с изложенным в гл. VIII при #>1200 м рекомендуется принимать /о = 23,5°С, а при #< < 1200 м — t0= 14,5 °С.

При использовании этой формулы необходимо помнить, что она справедлива лишь при установившемся температурном режи­ме промывки, время наступления которого может быть определено из зависимости (IX.72). Пренебрежение этим условием делает невозможным совместное рассмотрение температурных замеров при их обобщении.

Зависимость (IX.73) дает представление только о некотором среднем значении ty, так как эта величина зависит от многих факторов. Так, например, в ряде скважин глубиной от 2700 до 4220 м месторождения Карабаглы была проведена промывка на забое при различных вязкостях глинистых растворов. Как пока­зала обработка результатов измерений, с увеличением условной вязкости раствора устьевая температура несколько повышается, что можно объяснить уменьшением коэффициентов теплоотдачи при большей вязкости. • .

Температура выходящего из скважины раствора зависит и от технологических операций, предшествующих промывке скважины, уемпературы воздуха и т. п. . — •

В некоторых скважинах наблюдалось явное приращение устье­вой температуры Aty при увеличении расхода жидкости, в неко­торых случаях оно достигало 4—4,5 °С.

Температуры выходящего из скважины ‘ раствора, замеренные после спуска обсадных колонн, оказываются в среднем на 3 °С ниже, чем в необсаженной скважине. Это подтверждается и тео­ретическими рассуждениями.

О характере изменения устьевой температуры в зависимости от способа бурения можно судить по данным табл. 26, где значе­ния коэффициентов b и Ь определяли из зависимостей Ь = = (Ту—14,5)/# п Ъ = (^у—23,5)/#. 1

Сопоставляя средние значения вычисленных таким образом коэффициентов b и bи можно убедиться в том, что устьевая тем­пература раствора на месторождении Карабаглы несколько выше, чем на Карадаге. . . . .

В то же время коэффициенты b и Ь для скважин роторного бурения на месторождении Карабаглы меньше, чем для турбин­ного бурения, а’в Карадаге, напротив, больше (см. табл. 26). .

Это несоответствие в изменении устьевой температуры вслед­ствие вращения бурильной колонны, по-видимому, можно объяс­нить двояко: 1) тепло выделяется в результате вращения колонны и трения ее о стенки, при этом температура выходящего из сква-

Значение коэффициентов

Площадь

Способ бурения

Ь

&1

Карадаг

Турбинный Роторный Электробурение Среднее значение

0,00863 0,00994 0,00907 0,00921 ,

0,00591

0,00702

0,00598

0,00630

Карабаглы

Турбинный

Роторный

Среднее значение.

0,00994

0,00890

0,00956

0,00626

0,00587

0,00614

жины раствора будет выше, чем при невращающейся колонне; 2) из-за вращения колонны повышается коэффициент теплоотда­чи, а устьевая температура понижается в результате интенсивной потери тепла раствором в верхней части скважины (в нижней части скважины происходит обратное явление). Таким образом, температура выходящего из скважины раствора при вращении колонны может в одном случае повышаться, а в другом пони­жаться (в среднем на 1—2°С).

Учитывая все изложенное выше, в одной из наших работ был построен график зависимости ty=f(H) и найдена следующая эмпи­рическая формула:

/у= 19,5-^-0,0064#. . (IX.74)

Рекомендуемая формула предполагает получение некоторой осредненной величины ty для всех площадей Азербайджана при бурении скважин глубиной до 4500—5000 м. Однако зависимость (IX.74) неприменима для определения температуры в конце же­лоба и в приеме насоса. Как показала обработка результатов наблюдений, выполненная Г. Г. Габузовым, температура в приеме насосов для скважин. месторождений Карабаглы и Зыря может быть определена по следующей эмпирической формуле:

‘*п. н = *у-0,001Я, (IX.75)

Оставить комментарий